- •3.3 Переробка нафти і газу. Продукти переробки
- •1 Основи технології буріння нафтових і газових свердловин
- •1.1 Cпособи буріння свердловин
- •1.1.1 Поняття про свердловину
- •1.1.2 Способи буріння нафтових і газових свердловин
- •21 Бурильні труби; 22 – цементне кільце навколо обсадних труб;
- •1.2 Бурові установки
- •1.2.1 Класифікація бурових установок
- •Бержець Георгій Миколайович 1900-1978
- •1.2.2 Коротка характеристика бурових установок
- •Ільський Олександр Лонгінович
- •Алєксєєвський Георгій Васильович
- •РисРисунок 1.10 – Бурова установка “Уралмаш 15000”
- •1.3 Породоруйнівний інструмент
- •1.3.1 Призначення і класифікація бурових доліт
- •1.3.2 Долота для буріння суцільним вибоєм
- •Підшипників та ущільнення:
- •1.3.3 Інструмент для буріння кільцевим вибоєм
- •1.3.4 Відбір керну в нафтових і газових свердловинах
- •1.4 Бурильна колона
- •1.4.1 Склад і призначення бурильної колони
- •1.4.2 Умови роботи бурильної колони
- •1.4.3 Елементи бурильної колони
- •Муфти до них:
- •1.5 Обладнання для обертання бурильного інструменту
- •1.5.1 Ротори
- •1.5.2 Гідравлічні вибійні двигуни
- •1.5.3 Електробури
- •Наповненим оливою:
- •1.6 Промивання і продування свердловин
- •1.6.1 Призначення і класифікація промивних рідин
- •1.6.2 Промивні рідини на водній основі
- •1.6.3 Промивні рідини на неводній основі
- •1.6.4 Обладнання для промивання свердловин. Приготування і очищення промивних рідин
- •Двосторонньої дії:
- •1.6.5 Продування свердловин повітрям (газом)
- •1.6.6 Вимірювання параметрів бурового розчину
- •1.7 Режим буріння
- •1.7.1 Поняття про режим буріння і показники роботи доліт
- •1.7.2 Технологічні особливості режимів різних способів буріння
- •1.7.3 Раціональний час роботи долота на вибої
- •1.7.4 Подача бурильної колони
- •1.7.5 Викривлення свердловин.
- •1.7.6 Попередження викривлення вертикальних свердловин
- •1.7.7 Штучне викривлення свердловин
- •1.8 Роз’єднування пластів
- •1.8.1 Елементи обсадної колони
- •1.8.2 Проектування конструкції свердловини
- •1.8.3 Умови роботи обсадної колони в свердловині.
- •1.8.4 Цементування обсадних колон
- •Одноступінчастого цементування:
- •1.9 Закінчення свердловин
- •1.9.1 Буріння в продуктивному горизонті
- •1.9.2 Дослідження продуктивного горизонту
- •1.9.3 Вибір конструкції вибійної частини свердловини
- •З відкритим вибоєм і з незацементованою експлуатаційною колоною:
- •1.9.4 Обладнання устя свердловини
- •На рамі і в блок-боксі:
- •1.9.5 Випробування колони на герметичність
- •1.9.6 Сполучення експлуатаційної колони з пластом
- •1.9.7 Виклик припливу нафти, газу або газоконденсату з пласта
- •2 Видобування нафти, газу і газоконденсату
- •2.1 Фізичні основи руху рідин і газів у пористому середовищі
- •2.1.1 Пластова енергія і сили, які діють у нафтових, газових і газоконденсатних покладах
- •2.1.2 Режими дренування нафтових, газових і газоконденсатних покладів
- •2.1.3 Приплив флюїду до свердловин
- •Від перепаду тиску:
- •2.2 Розробка покладів
- •2.2.1 Системи розробки
- •2.2.2 Контроль і регулювання розробки нафтового покладу
- •2.2.3 Розробка газового покладу
- •2.2.4 Розробка газоконденсатного покладу
- •2.2.5 Розробка сланцевого покладу
- •2.2.6 Розробка покладів газогідратів
- •2.2.7 Штучні методи дії на нафтові пласти
- •2.3 Фонтанний та компресорний способи експлуатації свердловин
- •2.3.1 Фонтанна експлуатація
- •2.3.2 Аварійне фонтанування. Попередження і ліквідація відкритих газових і нафтових фонтанів
- •Відкритий фонтан на платформі (б)
- •2.3.3 Газліфтна експлуатація
- •2.3.4 Експлуатація газових і газоконденсатних свердловин
- •2.4 Експлуатація нафтових свердловин насосами
- •2.4.1 Експлуатація штанговими насосними установками
- •2.4.2 Експлуатація за допомогою зануреного гідропоршневого насоса
- •2.4.3 Експлуатація безштанговими зануреними насосами
- •Редукторний насос:
- •Електрогвинтового насоса:
- •2.5 Сучасні методи підвищення продуктивності свердловин
- •2.5.1 Оброблення свердловин кислотою
- •2.5.2 Гідравлічний розрив пласта
- •Гідравлічному розриві пласта:
- •2.5.3 Газогідродинамічний розрив пласта
- •2.5.4 Торпедування свердловин
- •2.5.5 Теплова дія на вибійну зону свердловин
- •2.5.6 Методи підвищення нафтовіддачі і газовіддачі пластів
- •2.6 Підземний ремонт свердловин
- •2.6.1 Обладнання і інструмент для проведення підземного ремонту свердловин
- •Підземного ремонту:
- •2.6.2 Спуско-підйомні операції та їх механізація
- •Машинобудівний завод”:
- •2.6.3 Очищення стовбура свердловини від піщаних пробок
- •2.6.4 Капітальний ремонт свердловин
- •І ремонту свердловин:
- •2.7 Промисловий збір і підготовка нафти і газу
- •2.7.1 Схеми збору і транспортування нафти і газу
- •2.7.2 Промислова підготовка нафти
- •Підготовки нафти:
- •Підігрівачах- деемульгаторах:
- •2.7.3 Підготовка газу
- •2.7.4 Основні напрями розвитку комплексної авто- матизації на нафтогазовидобувних підприємствах
- •Диспетчерського управління:
- •3 Транспортування нафти, нафтопродуктів і газу. Переробка нафти і газу
- •3.1Транспортування нафти і нафтопродуктів
- •3.1.1 Залізничний транспорт
- •3.1.2 Водний транспорт
- •3.1.3 Автомобільний транспорт
- •3.1.4 Трубопровідний транспорт
- •3.1.5 Резервуари для зберігання нафти і нафтопродуктів
- •3.1.6 Нафтобазове господарство
- •3.2 Транспортування газу
- •3.2.1 Класифікація газів
- •3.2.2 Підготовка газу до транспортування
- •3.2.3 Магістральні наземні газопроводи
- •3.2.4 Транспортування природного газу морськими трубопроводами
- •3.2.5 Транспортування скрапленого природного газу морем
- •Вигляд на танк зсередини (б)
- •3.2.6 Транспортування стисненого природного газу танкерами-газовозами
- •Стисненого газу танкерами cng
- •3.3 Переробка нафти і газу. Продукти переробки нафти
- •3.3.1 Характеристика нафтопродуктів
- •3.3.2 Властивості нафтопродуктів і основні вимоги до них
- •3.3.3 Процеси переробки нафти. Пряма перегонка нафти
- •3.3.4 Основні елементи установки прямої перегонки нафти
- •(Праворуч розташована вакуумна колона)
- •3.3.5 Типи установок для перегонки нафти і мазуту
- •3.3.6 Термодеструктивна переробка нафтової сировини
- •У аварійну ємність
- •3.3.7 Каталітичний крекінг і каталітичний риформінг
- •3.4 Очищення нафтопродуктів
- •3.4.1 Очищення світлих нафтопродуктів
- •3.4.2 Очищення олив
- •3.5 Переробка вуглеводневих газів. Хімічна переробка нафтової і газової сировини
- •3.5.1 Способи переробки вуглеводневих газів
- •3.5.2 Хімічна переробка нафтової і газової сировини
- •Перелік посилань на джерела
3.2 Транспортування газу
3.2.1 Класифікація газів
Газ буває природний і штучний (коксовий і доменний, підземної газифікації тощо). Вуглеводневий газ умовно поділяється на природний і нафтовий (попутний). Природний – це газ газових і газоконденсатних покладів. Природний газ газових покладів дуже бідний на важкі вуглеводні; переважаючим компонентом його є метан (93...98 %), тому його використовують, в основному, для паливно-енергетичних потреб.
Газ газоконденсатних покладів також складається, в основному, з метану, але містить деяку кількість вуглеводнів високої температури кипіння, які при зниженні тиску перетворюються на конденсат. При переробці конденсату на газопереробному або нафтопереробному заводі отримують зріджений газ, бензин і дизельне паливо.
Нафтовий (попутний) газ характеризується підвищеним вмістом пропану, бутану і бензинових фракцій вуглеводнів та пониженим вмістом метану, і є основною сировиною газопереробних заводів.
3.2.2 Підготовка газу до транспортування
Природний пластовий газ містить механічні тверді та рідкі домішки, а саме: частинки породи, пил, воду, конденсат, сірководень, вуглекислий газ тощо. Аналіз реальних відкладень у порожнині газопроводів вказує на те, що забруднення є складною багатокомпонентною сумішшю, яка складається з пластової, конденсаційної води, вуглеводневого конденсату, емульсій, механічних домішок, мінеральних масел, органічних кислот, солей дво- і тривалентного заліза, метанолу і гліколів. Як правило, значна частина цих відкладень накопичуються в трубопроводах на початках ділянок, на яких траса піднімається вгору.
Волога сприяє процесу корозії газопроводів і обладнання компресорних станцій, утворенню кристалогідратів. Для запобігання цих явищ необхідно, щоб точка роси газу була на 5…7 °С нижча від найнижчої температури газу при його транспортуванні газопроводом. Наявність у газі вуглеводнів, які конденсуються, призводить за певних термодинамічних умов до виділення конденсату. Це знижує пропускну здатність магістральних газопроводів, оскільки збільшуються гідравлічні втрати.
Сірководень, який є в газі, сприяє розвитку корозії внутрішньої поверхні газопроводів, газоперека-чувальних агрегатів, арматури, забруднює атмосферу приміщень і є токсичним. Продукт корозії - пірофорне залізо, яке при контакті із киснем повітря самозагоряється.
Механічні домішки викликають ерозію, зношування трубопроводів, компресорних агрегатів, призводять до засмічення контрольно-вимірювальних приладів і збільшують вірогідність аварійних ситуацій на компресорних станціях, газопроводах, газорозподільних станціях.
Вуглекислий газ і азот є баластом, який знижує калорійність газу, а також на їх транспортування в суміші з вуглеводнями необхідно витрачати додаткові енергетичні затрати.
Очищення природного газу здійснюють в декілька етапів:
- у привибійній зоні;
- на головних спорудах промислу;
- на лінійній частині і КС магістральних трубопроводів;
- на газорозподільних станціях (ГРС).
Привибійну зону свердловини обладнують фільтрами. Існуючі конструкції фільтрів - це сталеві труби з перфорацією. Гравійні фільтри якісніше охороняють колону свердловини від виносу піску, вапняку та інших домішок.
Другий етап – виконується на промислі в наземних сепараторах: газ очищається від води і конденсату, а також від частинок породи і пилу.
Третій етап – відбувається на компресорних станціях газопроводу і передбачає очищення газу від механічних домішок (твердих і рідких частинок).
Четвертий етап – проходить на ГРС і призначений для остаточного очищення газу перед споживанням.
Осушують газ методами поглинання вологи рідкими і твердими сорбентами, або методом глибокого охолодження.
Найширшого застосування набули методи абсорбції - поглинання вологи рідкими сорбентами - гліколями, до яких відноситься диетиленгліколь (ДЕГ), триетиленгліколь (ТЕГ), етиленгліколь (ЕГ). Абсорбція поліпшується з підвищенням тиску і зниженням температури. Абсорбція здійснюється на абсорбційних установках, основним апаратом яких є абсорбер.
Етиленгліколь має порівняно невисоку гігроскопіч-ність. Висока пружність насичених парів ЕГ обумовлює його великі втрати в процесі регенерації (випаровування). Все це обмежує використання ЕГ в процесах осушування газу. У практиці осушування переважно застосовують ДЕГ, і в окремих випадках (осушування газу родовищ з високою пластовою температурою) - ТЕГ.